基于三端柔性直流的光熱儲能站與新能源場站功率協同控制策略

摘" 要：

新能源基地大多經傳統交流方式接入高壓交流或直流外送通道，為解決大規模新能源經交流接入方式下并網容量小、損耗大，以及功率波動對電網穩定性影響等問題，構建了一個基于柔性直流輸電并網的風電和光伏、光熱儲能及電網三端柔性直流系統。基于直流電壓-有功功率特性，提出一種適用于該系統的站間協調控制策略，根據柔性直流輸電系統的直流電壓波動情況，調整光熱儲能機組的出力，以平抑風、光功率波動，降低其對電網的影響。針對光熱儲能側換流站，采用直流電壓裕度下垂混合控制策略，通過控制器參數配置，抑制控制模式切換過程中的暫態過電壓，提高系統響應速度。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建三端柔性直流系統仿真模型，驗證所提控制策略的有效性。

關鍵詞：新能源并網；三端柔性直流輸電；光熱儲能；功率協調控制；參數配置

DOI：10.15938/j.emc.2024.06.013

中圖分類號：TM721

文獻標志碼：A

文章編號：1007-449X（2024）06-0131-12

收稿日期： 2023-10-24

基金項目：甘肅省自然科學基金（21JR7RA205）

作者簡介：趙玲霞（1981—），女，博士研究生，研究方向為可再生能源發電系統與控制;

王興貴（1963—），男，教授，博士生導師，研究方向為可再生能源發電系統與控制、電力電子與電氣傳動;

丁穎杰（1992—），女，博士研究生，研究方向為可再生能源發電系統與控制；

李錦鍵（1995—），男，博士研究生，研究方向為可再生能源發電系統與控制；

郭永吉（1995—），男，碩士，副教授，研究方向為電力電子與電氣傳動。

通信作者：趙玲霞

Power coordinated control strategy of concentrating solar power with thermal storage and new energy stations integrated by three-terminal VSC-HVDC

ZHAO Lingxia，" WANG Xinggui，" DING Yingjie，" LI Jinjian，" GUO Yongji

（College of Electrical and Information Engineering， Lanzhou University of Technology， Lanzhou 730050， China）

Abstract：

Most new energy bases are connected to high-voltage AC or DC transmission channels through traditional AC methods. In order to solve the problems of small grid connection capacity， high losses， and the impact of new energy power fluctuations on grid stability under AC access methods， a three-terminal flexible DC system was constructed for wind-photovoltaic power plants， concentrating solar power （CSP） plants and power grid based on flexible DC transmission grid connection. According to the characteristics of DC voltage-active power， a coordinated control strategy among stations suitable for this system was proposed. The strategy can adjust the output of CSP unit based on the fluctuation of DC voltage of the flexible DC transmission system， so as to suppress power fluctuations of wind and photovoltaic and reduce their impact on grid. For the CSP side converter station， a hybrid control strategy with DC voltage margin droop was adopted to suppress transient overvoltage during control mode switching and improve system response speed through controller parameter configuration. Finally， a simulation model of a three-terminal flexible DC transmission system was established in PSCAD/EMTDC to verify effectiveness of the proposed control strategy.

Keywords：new energy integration; three-terminal flexible direct current transmission; concentrating solar power station with thermal storage; power coordination control; parameter settings

0" 引" 言

近年來，在“碳達峰、碳中和”的雙碳目標下，大規模新能源電力呈現持續、快速增長的趨勢。在新能源富集的三北地區，形成了大量區域性能源基地，新能源基地送端系統一般為弱同步支撐，網架結構薄弱，新能源占比較高，系統慣量低［1］。在風、光功率波動及交流電網故障下，系統暫態穩定性惡化［2-3］。與此同時，新能源波動性、間歇性特點增加了電力系統調節負擔，進而影響大規模新能源外送及消納［4］。

柔性直流輸電技術被認為是解決大規模新能源匯集并網問題的有效技術方案之一［5-7］，儲能作為一種可調度的資源，在解決可再生能源出力波動性和不確定性方面得到廣泛關注［8-9］。隨著區域性大規模新能源基地的建設及并網容量的不斷增加，新能源經柔性直流并入電網的拓撲結構由兩端發展為多端互聯［10-12］。基于多端柔性直流連接風、光、儲系統，利用風光互補特性和儲能的快速調節能力，解決大規模可再生能源的并網消納問題［13］。

與傳統交流輸電匯集并網方式相比，風光、儲能經基于電壓源換流器（voltage source converter，VSC） 的多端直流（multi-terminal direct current，MTDC）輸電匯集并網方式更為靈活，但各端換流站控制策略也相對復雜［14］，其中系統直流電壓控制是關鍵。目前VSC-MTDC系統直流電壓的控制方式主要有3種：主從控制、直流電壓裕度控制、下垂控制。為了提高VSC-MTDC系統的安全性和可靠性，研究人員綜合上述3種控制方式各自的特點，提出組合控制策略，實現多點電壓協調控制［15］。文獻［16］基于N-1法則，提出一種將主從控制與電壓下垂控制相結合的聯合控制策略，避免了控制模式切換以及裕度參數選取不當可能導致控制器誤切換的不利影響。文獻［17］基于主從控制提出一種（P-U-I）控制策略，在直流電壓外環附加功率環，以減小換流站控制模式切換引起的直流電壓波動較大和過電流等問題。文獻［18］考慮直流電壓偏差，引入2個下垂系數，縮短了暫態過渡時間，實現了控制模式的平滑切換和直流電壓穩定控制目標。文獻［19］在下垂控制中，根據直流電壓偏差和功率偏差修正下垂系數，提高了系統響應速度，改善了功率分配和直流電壓的控制效果。此外，文獻［20］提出了一種利用多端柔性直流電網公共直流電壓作為公共信息源的協同控制方法，避免了電壓控制權的爭奪問題。

本文針對西北新能源基地傳統交流匯集并網存在的暫態穩定性問題，提出在本地電網送端采用柔直匯集并網方案。針對新能源波動性、間歇性給電力系統調節帶來的問題，結合當地儲能電站建設實際，選擇光熱儲能電站作為調節電源，以平抑風光出力波動。在此基礎上，提出一種基于三端柔性直流輸電并網的光熱儲能電站和新能源場站功率協調控制策略。其中，光儲側換流站采用直流電壓裕度-下垂混合控制策略，根據柔直系統直流電壓波動切換工作模式，從而使光儲電站調整其儲熱工作模式（儲熱或放熱）及輸出功率，在新能源經柔直系統并網之前，減小其出力波動，維持系統直流電壓穩定。

1" 三端柔性直流并網系統拓撲及建模

1.1" 三端柔性直流并網系統拓撲

考慮到風光互補特性及換流站成本等因素，建立新能源、光熱儲能電站及交流電網互聯的三端柔直系統，拓撲結構如圖1所示。風電和光伏匯集后由送端換流站VSC1轉換為直流，經直流線路傳輸到受端，再由VSC3轉換為交流接入電網。風光出力具有隨機波動性，影響柔直輸電系統的安全穩定運行。為抑制風光出力波動，在柔直系統中加入出力可調的光儲電站，經換流站VSC2接入直流系統。

圖1所示三端柔性直流輸電并網系統中，風電場、光伏電站、光熱電站均屬無源并網，對應的送端換流站VSC1、VSC2需采用恒壓恒頻控制，為風電、光伏及光熱提供穩定的并網交流電壓和頻率。受端換流站VSC3接交流電網，采用直流電壓控制，當其功率在設定范圍以內時，運行在定直流電壓模式；當其功率超出設定范圍時，運行模式切換為下垂模式，并根據下垂特性調節其輸出電壓和功率。

當系統直流電壓在正常波動范圍內時，VSC2運行于定有功模式。若網側換流站VSC3因新能源出力波動較大、VSC1交流側故障或退出運行等原因，導致其功率越限時，將切換到下垂控制模式，并引起直流電壓變化。當直流電壓達到VSC2控制模式切換的動作限值時，VSC2也切換到下垂控制模式，通過改變自身輸出功率的大小，輔助VSC3穩定系統直流電壓。因此，VSC2控制模式切換與VSC3的控制模式及系統直流電壓變化密切相關。

1.2" VSC數學模型

目前，VSC一般采用模塊化多電平換流器（modular multilevel converter，MMC），圖1中各換流站拓撲結構相同，具體如圖2所示。

圖2中：ua、ub、uc為換流器交流側電壓基頻分量有效值；ia、ib、ic為相電流；R、L分別為橋臂等效電阻和電抗。換流器在dq同步旋轉坐標系下的數學模型［21］可表示如下：

Ldiddt=ud－vd－Rid+ωLiq；

Ldiqdt=uq－vq－Riq－ωLid。（1）

式中：ud、uq和id、iq分別為換流器交流側電壓和電流的d、q軸分量；ω為角頻率。

由上述換流器數學模型可得MMC電流內環控制器結構，具體可參考文獻［22-23］。

2" 光熱電站數學模型及運行模式

2.1" 光熱儲能電站數學模型

光熱電站主要由集熱、儲熱（thermal storage，TS）及發電3個環節構成。導熱工質（heat-transfer fluid，HTF）在光場（solar field，SF）中被加熱后，一部分進入發電環節，經熱力循環（power cycle，PC）產生高溫蒸汽推動汽輪發電機組發電；另一部分則進入儲熱罐經熱交換進行熱能存儲，在需要時放熱發電。以槽式光熱電站為例，根據其運行機理，其靜態能量流簡化模型如圖3［24］所示。

以HTF為節點，忽略TS和PC中的熱損耗及HTF中的能量損耗，可得系統功率平衡方程

QSHt－QHTt+QTHt－QHPt=0。（2）

式中：QSHt為SF向HTF傳遞的熱功率；QHTt、QTHt分別為HTF與TS之間傳遞的熱功率；QHPt為HTF向PC傳遞的熱功率。其中QSHt為光場接收的熱功率Qsolart與棄光功率Qcurtt的差值，即

QSHt=Qsolart－Qcurtt。（3）

式中Qsolart與光場面積、太陽能直接輻射指數有關，具體可表示如下：

Qsolart=η1SSFDt。（4）

式中：η1為光場光-熱轉換效率；SSF為光場面積；Dt為t時段光照直輻射強度。

HTF向PC傳遞的熱功率中用于發電的熱功率QCSPt為

QCSPt=QHPt－uCSPtQHPSU。（5）

式中：QHPSU為PC模塊啟動所需熱功率；uCSPt為光熱電站t時刻啟動的狀態變量，1表示啟動。

TS在儲熱和放熱過程中都會產生一定的熱損耗，可用儲熱及放熱效率描述：

QTS_ct=ηc1QHTt；（6）

QTS_dt=QTHtηd1。（7）

式中：QTS_ct、QTS_dt分別為儲熱裝置在t時段的充熱及放熱功率；ηc1、ηd1分別為充熱及放熱效率。

基于上述公式可建立光熱機組輸出的電功率PCSPt與光場吸收的熱功率Qsolart之間的函數關系

PCSPt=f（Qsolart）=η2QCSPt。（8）

式中η2為熱-電轉換效率。

2.2" 正常情況下光熱運行模式切換

光熱儲能電站的運行模式與光照強度有關，具體分為以下幾種：光場獨立發電、光場發電并儲熱運行、光場和儲熱聯合發電、儲熱放熱發電。當發電系統啟動后，隨著太陽能直接輻射強度（direct normal irradiance，DNI）的變化，光熱電站在上述4種運行模式間進行切換。正常切換時（以夏季晴天為例），其主要參數變化情況如圖4所示。圖中DNI曲線由日照計測得的直接輻射強度數據繪制而成。根據DNI曲線，結合光熱電站靜態能量流簡化模型，可得系統儲熱量及機組出力曲線。

假設光熱電站儲熱容量設計滿24 h連續運行條件，則在次日DNI較小時，儲熱裝置先放熱發電。隨著DNI的增大，集熱裝置中導熱油出口溫度逐漸升高，光場集熱裝置和儲熱裝置聯合供熱。當導熱油出口溫度達到355 ℃時，儲熱系統中放熱裝置逐漸退出運行，系統進入光場獨立發電模式。當DNIgt;550 W/m2時，系統導熱油量基本達到設計出力，在滿足機組負荷出力的前提下，光熱系統進入發電并儲熱運行模式［25］。在16點以后，DNI開始下降，當DNI低于一定值時，儲熱裝置充熱過程停止，然后進入光場獨立發電模式或光場與儲熱聯合發電模式，具體取決于DNI的大小。在19點以后，因光場集熱能力不足，系統進入光場與儲熱聯合發電模式，夜間為儲熱放熱發電模式。

3" 三端柔直并網系統中光熱與風光發電功率協調控制

光熱發電機組具備同步電源特性，同時還配置了儲熱裝置，因此具有調頻功能。當光熱電站通過柔直輸電并網時，無法根據交流電網的頻率變化調整輸出功率的大小。但當柔直系統注入交流電網的功率波動時，將會導致系統直流電壓變化。因此，光熱可根據直流電壓變化建立“功率-直流電壓”二者的聯系，調整自身出力，以平抑柔直系統中風光出力波動，并輔助系統中主導換流站穩定直流電壓。

3.1" 光熱儲能側換流站控制策略

3.1.1" 直流電壓裕度下垂控制

由上述可知，在圖1所示三端柔直系統中，光儲側換流站VSC2根據柔直系統直流電壓波動切換運行模式，而光儲電站隨之調整儲熱模式并改變輸出功率。與抽蓄電站及電化學儲能電站不同，光儲電站通過儲熱或放熱的方式來減小或增加出力。當系統直流電壓降低時，儲熱裝置工作于放熱模式，以增加輸出功率；反之，儲熱裝置工作于儲熱模式，減小輸出功率。為了給柔直系統提供功率協調備用，正常運行時光儲需減載運行，以便在直流電壓波動時，通過增加或減小出力來平抑新能源波動。

根據光儲電站運行特性，采用直流電壓裕度下垂控制策略，該策略將直流電壓裕度控制與直流電壓下垂控制相結合，兼顧控制的靈活性和穩定性，能更好地適用于多端柔直系統控制［26-28］。其有功功率-直流電壓特性曲線及控制框圖如圖5所示。

圖5（a）為VSC2直流電壓-功率特性曲線，規定功率正方向為換流站向直流系統注入功率為正，反之為負。由圖可知，VSC2特性曲線在電壓軸的右側（pgt;0），工作于整流狀態，向直流系統注入功率。

根據VSC2特性曲線，其運行模式可分為3種［29］：1）恒功率運行模式，該模式對應系統穩態運行狀態，系統直流電壓在電壓裕度范圍［udcL2，udcH2］內，工作點為特性曲線b-d段，對應有功功率指令值為pref；特別地，當系統直流電壓偏差為0，即udc=udcref時，則VSC2運行于工作點a。2）下垂控制模式，當風光功率波動較大，導致系統直流電壓超出裕度上下限時，即udclt;udcL2或udcgt;udcH2，則VSC2由恒功率運行模式切換到下垂控制模式，對應直流電壓跟蹤指令為udcrefL2或udcrefH2，若系統直流電壓升高，則運行于b-c段，以減少注入到直流系統中的功率；若系統直流電壓降低，則運行于d-e段，以增加注入到直流系統中的功率。3）限流模式，在下垂控制模式中，若VSC2的直流電壓超出模式切換值udcH1或udcL1時，則其進入限流模式，限制有功功率，此時功率跟蹤指令為pmax或pmin，udcmax和udcmin為系統直流電壓極限值。其中，前兩種為系統正常運行模式，第3種為換流站非正常運行模式。

圖5（b）為直流電壓裕度下垂控制器，kp、ku分別為控制器功率及直流電壓特性參數。 根據圖5（a）有功功率-直流電壓特性，在下垂控制階段，即udcL1lt;udclt;udcL2或udcH2lt;udclt;udcH1時，穩定工作點處的下垂特性表達式為

ku（udc－udcref）+kp（p－pref）=0。（9）

根據直流電壓裕度控制器原理，結合下垂控制特性，可得控制器直流電壓特性參數ku和參考值udcref的表達式［30］分別為：

ku=|f（udc）|=kuref，udcH2lt;udclt;udcH1或udcL1lt;udclt;udcL2；

0，udcL2≤udc≤udcH2。（10）

udcref=udcH2，f（udc）=kuref；

udcref，f（udc）=0；

udcL2，f（udc）=－kuref。（11）

3.1.2" 控制器參數選擇

光熱儲能側換流站VSC2在系統正常運行時，工作于定有功控制模式，為了保證風光出力增大或減小時，光熱均能平抑其出力波動，取其出力參考值為pref=（pmax－pmin）/2。VSC2控制器參數選擇主要包括：特性參數kp、kuref，穩態運行時的電壓上限udcH2和下限udcL2。kp、kuref選擇不當，可能會導致換流站滿載從而切換為定功率運行；udcH2、udcL2的選取則直接影響控制器的動態特性，若取值較小，控制器動作過于靈敏，將會在該值附近產生振蕩，影響系統穩定性；若取值較大，則導致動態響應較慢，影響系統快速性。

為了確保VSC2的直流電壓裕度下垂控制器在系統正常運行時的穩定運行，udcH2、udcL2的選擇應滿足以下條件：

udcH2gt;udcNH；

udcL2lt;udcNL。（12）

式中udcNH、udcNL分別為換流站VSC3正常運行時，換流站VSC2穩態直流電壓最大值和最小值。

故引入直流電壓波動率α表示VSC2穩態直流電壓上下限udcH2、udcL2［31］，即

udcH2=（1+α）udcref；

udcL2=（1－α）udcref。（13）

為保證VSC2在下垂階段的直流電壓不超出極限值，引入參數β（0lt;βlt;1），可得：

udcH1=udcmax－β（udcmax－udcH2）；

udcL1=udcmin－β（udcmin－udcL2）。（14）

根據圖5（a）可得，VSC2在下垂階段的下垂系數

kuref=－udcH1－udcH2pref－pmin或kuref=－udcL2－udcL1pmax－pref。（15）

聯立式（13）～式（15）可得：

或kuref=－（1－β）［udcmax－（1+α）udcref］pref－pmin；

kuref=－（1－β）［（1－α）udcref－udcmin］pmax－pref。（16）

3.2" 風光出力波動下光熱儲能電站與交流系統不平衡功率分配策略

換流站VSC1連接風電場和光伏電站，工作于交流電壓控制模式，系統正常運行時其輸出功率由最大功率點跟蹤控制，不具備功率調節能力。當風光出力波動時，將造成直流系統輸入輸出功率不平衡，可能導致網側換流站VSC3功率超出裕度范圍，進入下垂控制模式。此時，系統直流電壓不再保持恒定，而是按照一定的下垂系數變化。當直流電壓變化超出光熱儲能側換流站VSC2的直流電壓裕度范圍時，VSC2也進入下垂控制模式，并承擔一定的不平衡功率。VSC2、VSC3特性曲線如圖6所示。

由于目前光熱電站容量有限，而新能源電站容量一般較大。當柔直系統中風光出力波動較大時，光熱電站將只能平抑部分不平衡功率，剩余的不平衡功率則需通過受端換流站VSC3輸出到電網側，然后由電網側常規電源去平衡。因此，光熱電站需和交流系統對不平衡功率按照一定比例進行分配。

忽略直流系統網絡損耗，近似認為各換流站具有相同的直流電壓，則當直流系統出現不平衡功率Δp時，令VSC2和VSC3承擔不平衡功率分別為Δpcsp、ΔpG。在換流站VSC2下垂控制階段，根據式（9）可得其電壓波動量為

Δudc=－kpkuΔpcsp。（17）

在下垂控制階段，ku≠0，令kcsp=－kpku，則

Δudc=kcspΔpcsp。（18）

同理，可得換流站VSC3在下垂控制模式下的電壓波動量

Δudc=kGΔpG。（19）

式中 kcsp、kG分別為VSC2、VSC3在下垂控制模式下的下垂系數。

根據式（18）、式（19），總的不平衡功率Δp可表示如下：

Δp=Δpcsp+ΔpG=Δudc（1kcsp+1kG）。（20）

聯立式（18）～式（20）可得Δpcsp、ΔpG，即

Δpcsp=Δpkcsp（1kcsp+1kG）=kGkcsp+kGΔp；（21）

ΔpG=ΔpkG（1kcsp+1kG）=kcspkcsp+kGΔp。（22）

由上式可知，在系統總的不平衡功率一定的前提下，處于下垂控制模式的換流站不平衡功率分配與各自下垂特性曲線的下垂系數成反比，下垂系數越大，承擔的不平衡功率越小。通常情況下，下垂系數根據換流站的容量來設定［32-34］，即kcsppVSC2_max=kGpVSC3_max，其中pVSC2_max、pVSC3_max分別為換流站VSC2和VSC3的額定容量。由此可以看出，換流站容量越小，下垂系數越大，承擔的不平衡功率越小，從而避免了功率過載的問題。

根據下垂系數和換流站容量關系可得

kcspkG=pVSC3_maxpVSC2_max。（23）

將kcsp=－kp2ku2，kG=－kp3ku3代入上式可得

kp2ku2：kp3ku3=pVSC3_maxpVSC2_max。（24）

根據式（24）即可確定VSC2和VSC3在下垂控制階段的功率比例系數kp2、kp3。

3.3" 三端柔并網系統中光熱與風光發電功率協調控制策略

在含有風電和光伏的柔直系統中，當風電和光伏的預測出力與實際出力不相等時，系統將產生不平衡功率。根據光熱儲能電站控制策略，以及風光出力波動較大時光熱儲能和交流系統不平衡功率分配策略，提出三端柔性直流系統中光熱與風電、光伏發電的功率協調控制策略如下：

1）當風光出力波動導致系統出現不平衡功率時，首先判斷不平衡功率是否超出網側換流站VSC3的功率上下限，若沒有超出設定的功率限值，則屬于正常波動，在VSC3的定直流電壓控制模式下，系統直流電壓保持穩定，光熱儲能側換流站VSC2保持恒功率運行，不平衡功率由VSC3輸出到網側。

2）若系統不平衡功率超出網側換流站VSC3設定的功率限值，則VSC3由定直流電壓控制模式切換到下垂控制模式，其直流母線電壓按照預設的下垂系數隨不平衡功率的大小而變化，當直流電壓變化超出光熱儲能側換流站VSC2設定的直流電壓裕度范圍時，VSC2由恒功率控制模式切換的到下垂控制模式。此時，系統按照不平衡功率分配策略，結合VSC2、VSC3的下垂系數kcsp、kG對不平衡功率進行分配，光熱儲能電站根據系統分配的不平衡功率調整出力的大小，若系統直流電壓升高，則降低出力；反之，則增加出力。

3）在光熱出力調整達到上限或下限時，其運行模式由下垂控制切換到限流模式，此時光熱以最大功率運行或按最低出力運行，具體取決于系統直流電壓是升高還是降低。具體控制策略如圖7所示。

4" 算例分析

為驗證本文所提三端柔直系統模型中光儲側換流站控制策略，以及光儲側換流站與網側換流站協調控制策略的正確性和有效性，根據圖1所示三端柔直系統，在PSCAD中搭建仿真模型，系統典型參數分別如表1、表2所示。此外，直流電壓波動率α取4%，參數β取0.4，直流電壓波動率極限取udcref的±8%，結合式（13）、式（14）可得圖5（a）中VSC2控制模式切換時的直流電壓動作限值分別為：udcH1=532 kV，udcL1=468 kV，udcH2=520 kV，udcL2=480 kV；根據α、β取值及光儲側換流站功率裕度，并結合式（16）可得，kuref=－0.1。設定ku2=kuref=－0.1，且kp2=kp3=1，結合式（24），可得ku3=－0.25。VSC3的udcH1、udcL1的取值同VSC2。

仿真對三端柔直系統在穩態運行、暫態運行兩種工況均進行了分析。其中，穩態運行包括功率未越限和越限兩種情形，暫態運行包括換流站交流側故障及退出運行兩種情形。同時，在暫態仿真過程中，采用兩種控制方式，方式1：換流站VSC1和VSC2采用定有功控制，VSC3采用定直流電壓控制；方式2：換流站VSC1采用定有功控制，換流站VSC2和VSC3采用本文所提控制策略。仿真對換流站交流側故障及退出運行兩種暫態工況，采用上述兩種不同控制方式時的功率和直流電壓進行了對比分析。

4.1" 穩態仿真分析

送端換流站VSC1功率增大或減小時，受端換流站VSC3功率隨之增大或減小。具體分兩種情況，一是VSC1功率變化較小，VSC3功率波動但沒有越限，此時VSC2和VSC3分別工作于定有功及定直流電壓模式；二是VSC1功率變化較大，導致VSC3功率越限并啟動下垂控制，系統直流電壓出現變化，VSC2直流電壓裕度下垂控制啟動。

4.1.1" VSC3功率未越限時的系統仿真分析

初始運行狀態下，VSC1和VSC2的有功功率指令分別為450、240 MW。在t為1.5 s時，VSC1的有功功率指令由450 MW增加至495 MW，運行至2.5 s時，再次增加至540 MW，3.5 s時由540 MW降低至405 MW，4.5 s時再次降低至360 MW仿真結果如圖8所示。

圖8中P1、P2、P3分別為系統中換流站VSC1、VSC2、VSC3的有功功率，流入為正，流出為負。由圖8（a）可知，當VSC1有功功率指令升高至540 MW時，VSC3輸出功率對應升高到-755 MW；而當VSC1功率指令降低至360 MW時，VSC3輸出功率對應降為-585 MW。上述過程中，當P1增加或減小時，因P3未越限，故VSC3運行于定直流電壓控制模式，此時系統直流電壓不會變化。 因此，VSC2的輸入功率P2保持不變，不平衡功率將通過VSC3傳輸至交流電網側。

圖8（b）中，udc1、udc2、udc3分別為三端換流站VSC1、VSC2、VSC3的直流電壓，由圖可知，初始狀態下，udc1=507 kV，udc2=506 kV，udc3=500 kV，即送端直流電壓udc1、udc2高于受端直流電壓udc3，三端直流電壓僅在功率波動瞬間略有波動，但波動不超過5%。

4.1.2" VSC3功率越限時的系統仿真分析

初始運行狀態下，VSC1和VSC2的有功功率指令同上，且VSC1的有功功率指令P1在1.5 s及3.5 s時變化情況與功率未越限時相同。但在2.5 s時，P1由495 MW增加至560 MW，4.5 s時由405 MW降低至338 MW，仿真結果如圖9所示。

由圖9（a）可知，當t在1.5～2.5 s及3.5～4.5 s時，P1雖有波動，但因未超出P3的上下限，故VSC2、VSC3的運行模式保持不變，VSC2的有功功率P2也保持不變，為240 MW。

在2.5 s時，P1升高至560 MW，P3由-680變為-724 MW，即從直流側吸收的有功功率增大。同時，P2由240 MW降低至184 MW。表明換流站VSC3功率超出上限， VSC2、VSC3由原來的運行模式切換到下垂控制模式。在下垂控制模式下，P2隨著P1的增大而減小，P3的絕對值隨P1增大而增加。在4.5 s時，P1降低至338 MW，P3從直流側吸收的功率減小，系統穩定后為-624 MW，P2由初始值240 MW升高至300 MW，即P2隨著P1的減小而增大。表明此時VSC3功率低于下限， VSC2、VSC3的下垂控制啟動，P3在P1減小時呈下降趨勢。

對比圖8（b）可知，在2.5、4.5 s處，圖9（b）中P1波動較大導致P3越限，換流站VSC2、VSC3的直流電壓波動因下垂控制作用而相對較小。

4.2" 暫態仿真分析

暫態仿真中，VSC1的有功功率指令初值同穩態仿真初值，即450 MW，VSC2的有功功率指令初值為150 MW。

4.2.1" 換流站交流側接地故障

換流站VSC1、VSC3交流側發生三相瞬時接地故障時，系統在方式1和方式2下的有功功率、直流電壓波形分別如圖10和圖11所示。假設在t=1.5 s時，送端換流站VSC1交流側發生三相瞬時接地故障；在t=3 s時，受端換流站VSC3交流側發生三相瞬時接地故障，故障持續時間均為0.4 s。

圖10（a）、圖10（b）分別對應三端換流站交、直流側有功功率，圖10（c）為交流側電壓有效值波形，圖10（d）為各換流站直流電壓波形。

由圖10可知，在t=1.5 s時，VSC1交流側發生三相瞬時接地故障，其有功功率P1快速下降為0，系統輸入功率低于輸出功率，導致三端直流電壓udc1、udc2、udc3均下降，其中udc1、udc2的最小值低于480 kV，電壓降落超過額定電壓的20%。同時，VSC1交流電壓有效值uacrms1也由額定值230 kV降為0，而uacrms2、uacrms3則保持不變。控制方式1下換流站VSC2、VSC3分別工作于定有功和定直流電壓控制模式，VSC2有功功率P2保持不變，為150 MW。此時，VSC3的有功功率P3大小主要取決于P2，由于存在線路損耗，因此故障期間的P3略低于P2。故障消除后，電壓及功率均快速恢復。

在t=3 s時，控制方式1下，VSC3交流側發生三相瞬時接地故障時，其有功功率P3快速下降為0，交流電壓有效值uacrms3也由額定值525 kV降為0。因本文所建三端系統模型只有一個受端，故當VSC3故障時，系統輸入功率大于輸出功率，直流電壓udc1、udc2、udc3均上升，且最大值高于540 kV。此時，系統處于非正常運行狀態，為保證系統安全，隨著P3 的快速減小，P1、P2也迅速下降，最終降為0。故障消除后，交直流側電壓及功率快速恢復。

圖11為系統在方式2下的有功功率、直流電壓波形，VSC1、VSC3故障時刻同圖10。

控制方式2下，故障時因有功功率及直流電壓突變，導致換流站VSC2、VSC3的控制模式切換，下垂控制被啟動。對比圖10可知，圖11（a）、圖11（b）中，在t=1.5 s時，VSC1交流側發生三相瞬時接地故障，隨著P1 的降低，VSC2有功功率P2在下垂控制作用下快速上升，由150 MW升至額定值300 MW，VSC3的有功功率約P3在-200～-400 MW之間，較方式1有所提高。圖11（c）各換流站交流電壓有效值變化與方式1基本相同。圖11（d）三端直流電壓udc1、udc2、udc3均降低，但udc1、udc2的最小值大于480 kV，較控制方式1有所提高。

在t=3 s時，VSC3交流側三相瞬時接地故障，控制方式2下故障恢復瞬間，有功功率P1、P2、P3的下降速度相對于控制方式1較快。同時，在VSC2的調節作用下，系統穩定后，udc1、udc2、udc3的最大值小于540 kV，較控制方式1有所降低。

4.2.2" 送端換流站VSC1退出運行

柔直系統在運行過程中，因檢修或故障可能出現換流站退出運行的情況， VSC1退出時，系統在控制方式1下的有功及直流電壓波形如圖12所示。

假設在t=1.5 s時，送端換流站VSC1退出運行。由圖12可知，控制方式1下，VSC1退出瞬間，P1快速下降為0，P2保持不變，P3隨P1的降低而減小，系統穩定后，其大小接近P2，因線路損耗略低于P2。由于系統輸入功率小于輸出功率，直流電壓降低，udc2、udc3的最小值低于480 kV，電壓降落超過額定電壓的20%。

VSC1退出時，系統在控制方式2下的有功功率及直流電壓波形如圖13所示。

由圖13可知，控制方式2下，VSC1退出時，因有功功率及直流電壓突變， VSC2的運行模式由定功率控制切換為下垂控制，VSC3的運行模式由定直流電壓控制切換為下垂控制。對比圖12可知，隨著P1 的降低，P2在下垂控制作用下快速上升，由初值升至額定值300 MW，P3在-200～-400 MW之間快速波動，較方式1有所提高。另外，直流電壓udc2、udc3的最小值大于480 kV，高于方式1的最小值，但在下垂控制方式下，由于VSC1退出運行，系統出現大功率缺額，導致udc2、udc3均產生振蕩，且udc3的振幅較大。

5" 結" 論

本文針對基于柔性直流輸電并網的光熱儲能電站和風光新能源發電系統，分析了各端換流站的基本運行模式，依據系統不平衡功率和直流電壓波動二者之間的聯系，提出一種光熱側換流站和網側換流站運行模式自動切換的協調控制策略。該策略根據不平衡功率大小與直流電壓波動情況調整光熱電站出力，以穩定柔直并網系統中的直流電壓，提高系統運行穩定性。通過在PSCAD中建立含風光新能源發電站、光熱儲能電站及交流電網的三端柔性直流輸電系統仿真模型，驗證了本文所提控制策略能夠使柔直并網系統在風光功率波動和換流站交流側故障等擾動下，在光儲側和電網側兩個換流站間自動分配不平衡功率，維持直流電壓穩定。同時，對光熱儲能電站在基于柔直輸電并網的風光發電系統中平抑功率波動的可行性進行了初步探索，并為基于柔性直流互聯的風光儲系統功率協調控制提供了一個可行方案。

參 考 文 獻：

［1］" 張新燕，趙理威，趙理飛，等. 新能源多饋入直流并網與傳統交流并網對比［J］.高電壓技術，2017，43（4）：1121.

ZHANG Xinyan，ZHAO Liwei，ZHAO Lifei，et al. Contrasting analysis on multi-infeed VSC and AC grid-connection of new energy［J］. High Voltage Engineering， 2017，43（4）：1121.

［2］" MOHSENI M，ISLAM S M. Transient control of DFIG-based wind power plants in compliance with the australian grid code［J］. IEEE Transactions on Power Electronics，2012，27（6）： 2813.

［3］" 薛禹勝，雷興，薛峰，等．關于風電不確定性對電力系統影響的評述［J］．中國電機工程學報，2014，34（29）：5029．

XUE Yusheng，LEI Xing，XUE Feng，et al．A review on impacts of wind power uncertainties on power systems［J］．Proceedings of the CSEE，2014，34（29）：5029．

［4］" 陳國平，李明節，許濤，等．我國電網支撐可再生能源發展的實踐與挑戰［J］．電網技術，2017，41（10）：3095．

CHEN Guoping，LI Mingjie，XU Tao，et al. Practice and challenge of renewable energy development based on interconnected power grids［J］. Power System Technology，2017，41（10）：3095.

［5］" 潘垣，尹項根，胡家兵，等．論基于柔直電網的西部風光能源集中開發與外送［J］．電網技術，2016，40（12）：3621．

PAN Yuan，YIN Xianggen，HU Jiabing，et al．Centralized exploitation and large-scale delivery of wind and solar energies in west china based on flexible DC grid［J］．Power" System Technology，2016，40（12）：3621．

［6］" TANG Guangfu，HE Zhiyuan，PANG Hui．Ramp;D and application of voltage sourced converter based high voltage direct current engineering technology in China ［J］. Journal of Modern Power Systems and Clean Energy，2014，2（1）：1.

［7］" 姚良忠，劉艷章，楊波，等. 大規模新能源發電集群直流匯集及輸送方案研究［J］. 中國電力，2018，51（1）：36.

YAO Liangzhong，LIU Yanzhang，YANG Bo，et al．Research on DC collection and transmission for large scale renewable energy generation clusters［J］．Electric Power，2018，51（1）：36.

［8］" 袁小明，程時杰，文勁宇.儲能技術在解決大規模風電并網問題中的應用前景分析［J］.電力系統自動化，2013，37（1）：14.

YUAN Xiaoming，CHENG Shijie，WEN Jinyu. Prospects analysis of energy storage application in grid integration of large-scale wind power ［J］．Automation of Electric Power Systems，2013，37（1）：14.

［9］" 饒成誠，王海云，王維慶，等. 基于儲能裝置的柔性直流輸電技術提高大規模風電系統穩定運行能力的研究［J］. 電力系統保護與控制，2014，42（4）：1.

RAO Chengcheng，WANG Haiyun，WANG Weiqing，et al．Enhancement of the stable operation ability of large-scale wind power system based on the VSC-HVDC embedded in energy storage apparatus［J］．Power System Protection and Control，2014，42（4）：1.

［10］" 袁志昌，郭佩乾，劉國偉，等. 新能源經柔性直流接入電網的控制與保護綜述［J］.高電壓技術，2020，46（5）：1473.

YUAN Zhichang，GUO Peiqian，LIU Guowei，et al. Review on control and protection for renewable energy integration through VSC-HVDC［J］.High Voltage Engineering，2020，46（5）：1473.

［11］" 周登鈺，張新燕，趙理飛，等. 含大規模風光功率匯集的多端柔性直流系統分析［J］. 太陽能學報，2020，41（2）：93.

ZHOU Dengyu，ZHANG Xinyan，ZHAO Lifei，et al．Analysis of multi-terminal flexible DC system with large scale power collection ［J］．Acta Energiae Solaris Sinica，2020，41（2）：93.

［12］" BIANCHI F D，DOMNGUEZ-GARCA J L，GOMIS-BELLMUNT O. Control of muti-terminal HVDC networks towards wind power integration： a review［J］. Renewable and Sustainable Energy Reviews， 2015（55）： 1055.

［13］" 李偲，郗文康，張德隆，等. 柔性直流系統中變速抽蓄機組與風電的協調控制策略研究［J］.天津理工大學學報，2020，36（4）：16.

LI Cai，XI Wenkang，ZHANG Delong，et al. Research on coordinated control strategy of variable speed pumping unit and wind power in flexible DC system［J］. Journal of Tianjin University of Technology，2020，36（4）： 16.

［14］" 付媛，王毅，張祥宇，等. 基于多端直流聯網的風電功率協調控制［J］. 高電壓技術，2014，40（2）：611.

FU Yuan，WANG Yi，ZHANG Xiangyu，et al. Coordinated control of wind power in multi-terminal DC transmission system［J］. High Voltage Engineering，2014，40（2）：611.

［15］" 李興源，曾琦，王渝紅，等. 柔性直流輸電系統控制研究綜述［J］. 高電壓技術，2016，42（10）：3025.

LI Xingyuan，ZENG Qi，WANG Yuhong，et al. Control strategies of voltage source converter based direct current transmission system［J］. High Voltage Engineering，2016，42（10）：3025.

［16］" 趙曉斌，邵冰冰，韓民曉. 基于N-1規則的多端柔性直流輸電系統聯合控制策略［J］. 電力建設，2017，38（11）：19.

ZHAO Xiaobin，SHAO Bingbing，HAN Minxiao. Coordinated control strategy for VSC-MTDC systems based on N-1 criterion［J］. Electric Power Construction，2017，38（11）：19.

［17］" 季一潤，袁志昌，趙劍鋒，等. 一種適用于柔性直流配電網的電壓控制策略［J］. 中國電機工程學報，2016，36（2）：335.

JI Yirun，YUAN Zhichang，ZHAO Jianfeng，et al. A suitable voltage control strategy for DC distribution power network［J］. Proceedings of the CSEE，2016，36（2）： 335.

［18］" 孫黎霞，陳宇，宋洪剛，等. 適用于VSC-MTDC的改進直流電壓下垂控制策略［J］. 電網技術，2016，40（4）：1037.

SUN Lixia，CHEN Yu，SONG Honggang，et al. Improved voltage droop control strategy for VSC-MTDC ［J］. Power System Technology，2016，40（4）： 1037.

［19］" 陳繼開，董飛飛，王振浩，等. 適用于功率波動的多端 柔性直流系統改進下垂控制方法［J］.電網技術，2018，42（11）：3708.

CHEN Jikai，DONG Feifei，WANG Zhenhao，et al. Research on improved droop control method of multi-terminal MMC-HVDC system suitable for power fluctuation［J］. Power System Technology，2018，42（11）：3708.

［20］" 馬覃峰，邵震霞，康鵬，等. 多端柔性直流電網公共直流電壓協同控制方法［J］. 南方電網技術，2017，11（5）：24.

MA Qinfeng，SHAO Zhenxia，KANG Peng，et al．Common DC voltage coordinated control method for multi-terminal VSC-DC grid［J］．Southern Power System Technology，2017，11（5）：24.

［21］" 徐政. 柔性直流輸電系統［M］. 北京：機械工業出版社，2012.

［22］" 劉宛菘，秦博宇，張若微，等. 模塊化多電平換流器型多端高壓直流輸電控制參數優化方法［J］.電機與控制學報，2021，25（2）：10.

LIU Wansong，QIN Boyu，ZHANG Ruowei，et al．Optimal design method of control parameters for MMC-MTDC ［J］．Electric Machines and Control，2021，25（2）：10．

［23］" 邵冰冰，賈焦心.弱受端交流電網下VSC-HVDC系統的功率解耦控制設計［J］. 電機與控制學報，2022，26（10）：56.

SHAO Bingbing， JIA Jiaoxin．Power decoupling control design of the VSC-HVDC under the weak receiving AC grid conditions［J］．Electric Machines and Control，2022，26（10）：56．

［24］" 陳潤澤，孫宏斌，李正爍，等.含儲熱光熱電站的電網調度模型與并網效益分析［J］.電力系統自動化，2014，38（19）：1.

CHEN Runze，SUN Hongbin，LI Zhengshuo，et al．Grid dispatch model and interconnection benefit analysis of concentrating solar power plants with thermal storage［J］． Automation of Electric Power Systems，2014，38（19）：1．

［25］" 孫庫，于海洋. 槽式光熱電站發電模式運行切換分析［J］. 機電信息，2020（2）：95.

SUN Ku，YU Haiyang. Analysis of switching operation mode of slot type photothermal power plant ［J］ Mechanical and Electrical Information，2020（2）： 95.

［26］" 吳金龍，劉欣和，王先為，等. 多端柔性直流輸電系統直流電壓混合控制策略［J］. 電網技術，2015，39（6）：1593.

WU Jinlong，LIU Xinhe，WANG Xianwei，et al. Research of DC voltage hybrid control strategy for VSC-MTDC system［J］. Power System Technology，2015，39（6）：1593.

［27］" 吳繼珍，宋平崗，羅劍，等. 多端直流輸電系統中直流電壓協調控制策略研究［J］. 華東交通大學學報，2016，33（3）：99.

WU Jizhen，SONG Pinggang，LUO Jian，et al.Research on coordinated control strategy of DC voltage in MTDC［J］. Journal of East China Jiaotong University，2016，33（3）：99.

［28］" 熊凌飛，韓民曉. 基于組合方式的多端柔性直流輸電系統控制策略［J］. 電網技術，2015，39（6）：1586.

XIONG Lingfei，HAN Minxiao. A novel combined control strategy for VSC-MTDC［J］.Power System Technology，2015，39（6）：1586.

［29］" 任敬國，李可軍，張春輝，等. 基于直流電壓-有功功率特性的VSC-MTDC協調控制策略［J］. 電力系統自動化，2015，39（11）：8.

REN Jingguo，LI Kejun，ZHANG Chunhui，et al. A coordinated control strategy for VSC-MTDC system based on DC voltage-active power characteristic［J］. Automation of Electric Power Systems，2015，39（11）： 8.

［30］" 唐庚，徐政，劉昇，等. 適用于多端柔性直流輸電系統的新型直流電壓控制策略［J］.電力系統自動化，2013，37（15）：125.

TANG Geng，XU Zheng，LIU Sheng，et al. A novel DC voltage control strategy for VSC-MTDC systems［J］. Automation of Electric Power Systems，2013，37（15）：125.

［31］" 李燕青，王子睿. 多端柔性直流輸電系統的控制策略設計［J］. 華北電力大學學報，2017，44（6）：41.

LI Yanqing，WANG Zirui．Control strategy design of multi-terminal flexible HVDC transmission system ［J］．Journal of North China Electric Power University，2017，44（6）： 41．

［32］" 朱瑞可，王渝紅，李興源，等. VSC-MTDC系統直流電壓自適應斜率控制策略［J］. 電力系統自動化，2015，39（4）：63.

ZHU Ruike，WANG Yuhong，LI Xingyuan，et al. An adaptive DC voltage droop control strategy for the VSC-MTDC system［J］. Automation of Electric Power Systems，2015，39（4）： 63.

［33］" 王渝紅，李天澤，曾琦，等. 實際運行點動態修正的 VSC-MTDC 改進下垂控制策略［J］. 高電壓技術，2018，44（7）：2133.

WANG Yuhong，LI Tianze，ZENG Qi，et al． Novel droop control strategy with dynamically corrected operating point for VSC-MTDC system［J］． High Voltage Engineering，2018，44（7）：2133．

［34］" 宋平崗，羅劍，游小輝，等. 基于MMC的多端柔性直流輸電系統控制策略研究［J］. 現代電力，2017，34（1）：55.

SONG Pinggang，LUO Jian，YOU Xiaohui，et al. Research on control strategy of multi-terminal HVDC based on MMC［J］. Modern Electric Power，2017，34（1）：55.

（編輯：劉素菊）